Налоговые платежи недропользователей и их роль в формировании бюджета

Суть СРП состоит в том, что инвестор и государство заключают соглашение, на основании которого инвестор ведет разработку месторождения. После уплаты роялти, определенная часть добытой инвестором продукции (компенсационная продукция) передается ему в собственность для возмещения затрат. Оставшаяся часть продукции признается прибыльной продукцией и распределяется между инвестором и государством. Со своей доли прибыльной продукции инвестор уплачивает налог на прибыль и иные налоги, специально предусмотренные налоговым законодательством.

К настоящему времени в РК подписаны и вступили в силу девять СРП, относящиеся к нефтегазодобыче. В их числе и один из самых крупных нефтегазовых проектов, такой как освоение Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения, к которому я вернусь позже. К сравнению, в России, где с 30 декабря 1995 года действует федеральный закон РФ «О соглашениях о разделе продукции», заключены только три СРП, связанные с освоением нефтегазовых месторождений Сахалин-1, Сахалин-2 и Харьягинского месторождения.

В соответствии со статьей 312 Налогового Кодекса СРП должен содержать следующие основные условия:

1. Определение общего объема добытой продукции, прошедшей пункт замера, и ее стоимости;
2. Определение части добытой продукции, которая передается в собственность недропользователю для возмещения затрат на выполнение работ по контракту (компенсационная продукция);
3. Определение части добытой продукции, подлежащей разделу после вычета компенсационной продукции (прибыльной продукции);
4. Определение доли раздела (процента) между Республикой Казахстан и недропользователем;
5. Определение доли Республики Казахстан в прибыльной продукции в порядке, установленном Налоговым Кодексом.

 

Компенсационная продукция

 

Возмещение затрат недропользователя по каждому месторождению осуществляется за счет компенсационной продукции, произведенной на контрактной территории. В результате поправок в Налоговый Кодекс, вступивших в силу в 2005 году, были внесены некоторые изменения, касающиеся состава возмещаемых и невозмещаемых затрат. Если ранее предельная доля компенсационной продукции составляла не более 80% от общего объема добытых полезных ископаемых, то в результате изменений она определяется индивидуально по каждому СРП с учетом экономической ценности разрабатываемого месторождения и должна составлять не более 75% от общего объема продукции, добытой за налоговый период в период до достижения окупаемости проекта и 50% в последующие периоды.

На настоящий момент возмещаемые затраты, т.е. затраты, которые могут быть возмещены за счет компенсационной продукции, включают:

1. Затраты, произведенные недропользователем до вступления в силу контракта, направеленные на:

• подготовку и разработку технико-экономического обоснования на стадии, предшествующей заключению контракта;

• оценку и разведку, произведенные до вступления в силу контракта и непосредственно связанные с его исполнением.

2. Затраты, фактически произведенные с даты вступления контракта в силу и в течение всего периода его действия:

• Административные расходы, связанные с выполнением контракта, в состав которых включаются расходы на оплату аренды офисов недропользователя, в том числе расположенных за пределами территории Республики Казахстан, расходы на их содержание, информационные и консультационные услуги, представительские расходы, расходы на рекламу и другие административные расходы по условиям контракта возмещаются в размере норматива, установленного контрактом, но не более одного процента от общей суммы расходов, возмещаемых недропользователю в отчетном периоде.

Возмещаемые затраты недропользователя уменьшаются на:

• сумму операционных доходов, связанных с получением арендной платы за сдачу в аренду имущества, созданного либо приобретенного по контракту, за вычетом затрат, связанных с их получением;
• сумму прочих доходов (неустойки (штрафа, пени) и других), полученных от деятельности в рамках контракта.

К затратам, не возмещаемым за счет компенсационной продукции, относятся следующие виды затрат:

• по уплате взноса на участие в конкурсе инвестиционных программ на получение права недропользования на условиях раздела продукции;
• по приобретению геологической информации;
• по статьям затрат в части их превышения, по которым соглашением установлены ограничения, в том числе административные расходы;
• по уплате платы за эмиссии в окружающую среду сверх установленных лимитов;
• связанные с реализацией принадлежащей недропользователю компенсационной продукции и доли прибыльной продукции, включая затраты на доставку этой продукции от пункта доставки (раздела) до пункта реализации, потери при транспортировке, затраты на страхование при транспортировке продукции до пункта назначения, комиссионные и прочие затраты;
• связанные с ревизией (аудитом) финансово-хозяйственной деятельности, осуществленной по требованию акционеров (учредителей);
• возникшие в связи с неисполнением или ненадлежащим исполнением недропользователем своих обязательств, установленных контрактом;
• связанные с оплатой стоимости путевок на экскурсии и путешествия;
• выплаты вознаграждения за кредит (заем) и использование заемных средств;
• затраты по социальным проектам; затраты, понесенные в связи с судебными разбирательствами;
• штрафы и пени, взимаемые государственными органами с недропользователя;
• разовые фиксированные платежи за пользование недрами или бонусы коммерческого обнаружения;
• уплаченные налоги и обязательные платежи в бюджет;
• другие затраты, непосредственно не относящиеся к деятельности по контракту.

 

Раздел прибыльной продукции

 

После возмещения затрат недропользователя на выполнение работ по СПР, продукция переходит в прибыльную и делится на долю недропользователя и долю РК.

Процедура исчисления доли продукции является одинаковой для всех СРП, заключенных после 1 января 2004 года. До 1 января 2004 года, ввиду отсутствия определенной методики, на практике каждое СРП могло иметь свой порядок оценки и раздела продукции.

Доля Республики Казахстан определяется в настоящее время как суммарная стоимость прибыльной продукции за вычетом доли недропользователя, тогда как доля недропользователя в прибыльной продукции определяется как наименьшее из процентных значений, соответствующих нижеследующим трем триггерам:

1. R-фактор (показатель доходности) – отношение накопленных доходов недропользователя к накопленным расходам по проекту;
2. Внутренняя норма рентабельности (ВНР) подрядчика - ставка дисконтирования, при которой реальный чистый дисконтированный доход достигает своего нулевого значения;
3. Р-фактор (ценовой коэффициент) – отношение дохода недропользователя к объему добычи за отчетный период.

Недропользователь должен рассчитать все три показателя за каждый отчетный период и определить свою долю в прибыльной продукции на основании фактора, соответствующего наименьшему процентному значению доли недропользователя.

Здесь остановимся подробнее на методике расчета вышеуказанных трех триггеров в соответствии с положениями статьи 312-1 Налогового Кодекса.

1. Значение R-фактора (показателя доходности) за отчетный период (Rn) определяется как отношение накопленных доходов недропользователя к накопленным расходам по проекту.

Накопленные доходы по проекту рассчитываются как сумма реальной совокупной стоимости компенсационной продукции и реальной совокупной стоимости доли прибыльной продукции недропользователя за вычетом совокупного подоходного налога, уплаченного в бюджет.

Накопленные расходы по проекту рассчитываются как сумма реальных совокупных возмещаемых эксплуатационных расходов, а также возмещаемых расходов на разведку и оценку.

Ниже приводятся границы процентных значений, которые должны быть включены в СРП для определения доли недропользователя в прибыльной продукции:

Значение R-фактора (показателя доходности)	Процентное значение доли недропользователя в прибыльной продукции
меньше или равно 1,2	от 70 до 90 процентов
больше или равно 1,5	10 процентов

 

В случае если полученное значение R-фактора (показателя доходности) более 1,2 и менее 1,5, то доля недропользователя в прибыльной продукции рассчитывается по формуле:

(А % - (А % - 10 %) / 0,3 * (X - 1,2) * 100 %), где:

А - процентное значение доли недропользователя в прибыльной продукции, указанное в СРП, соответствующее значению R-фактора (показателя доходности), меньше или равно 1,2;

X - фактически полученное значение R-фактора (показателя доходности) за  период реализации проекта.

2. Внутренняя норма рентабельности (ВНР) определяется как годовая ставка дисконта (в процентах), при которой чистая текущая стоимость, рассчитанная по значениям реального чистого денежного потока наличности недропользователя за каждый отчетный период, начиная с момента вступления в силу СРП и включая такой отчетный период, будет равна нулю.

Расчет чистой текущей стоимости производится по следующей формуле:

Чистая текущая стоимость = ДЧДП0 + ДЧДП1/(1+СД1)1 + ДЧДП2/(1 + СД2)2 + ... + ДЧДПn/(1 + СДn)n;

ДЧДПn - реальный чистый поток денежной наличности за отчетный период;

СДn - ставка дисконта (выраженная в процентах) за отчетный период;

n - отчетный период.

Реальный чистый денежный поток наличности за отчетный период определяется по нижеследующей формуле:

ДЧДПn = (ДСКПn + ДСДППn) - (ДВЭРn + ДВРРОn + ДВРОn + СДНn + ДБКОn + ДПБn);

ДСКПn - реальная стоимость компенсационной продукции, полученной недропользователем в течение отчетного периода;

ДСДППn - реальная стоимость доли прибыльной продукции недропользователя, полученной в течение отчетного периода;

ДВЭРn - реальная стоимость возмещаемых эксплуатационных расходов, оплаченных в течение отчетного периода;

ДВРРОn - реальная стоимость возмещаемых расходов на разведку и оценку, оплаченных в течение отчетного периода;

ДВРОn - реальная стоимость возмещаемых расходов на освоение, оплаченных в течение отчетного периода;

СДНn - реальная стоимость налогов и обязательных платежей в бюджет, уплаченных в течение отчетного периода, за исключением доли Республики Казахстан по разделу продукции;

ДБКОn - реальная стоимость бонуса коммерческого обнаружения, уплаченного в каждом случае в течение такого отчетного периода;

ДПБn - реальная стоимость части подписного бонуса, которая отнесена на данный участок освоения и выплачена в течение отчетного периода.

Ниже приводятся границы процентных значений, которые должны быть включены в СРП для определения доли недропользователя в прибыльной продукции:

Значение внутренней нормы рентабельности (ВНР)	Процентное значение доли недропользователя в прибыльной продукции
менее или равно 12 процентам	от 70 до 90 процентов
более или равно 20 процентам	10 процентов

 

В случае если полученное значение внутренней нормы рентабельности (ВНР) составляет более двенадцати процентов и менее двадцати процентов, то доля недропользователя в прибыльной продукции рассчитывается по следующей формуле:

Доля недропользователя в прибыльной продукции = (А % - (А % - 10 %) / 8 % * (X - 12 %)), где

А - процентное значение доли недропользователя в прибыльной продукции, указанное в СРП, соответствующее значению внутренней нормы рентабельности (ВНР), меньше или равно 12 процентам;

X - фактически полученное значение  внутренней нормы рентабельности (ВНР) за период реализации проекта.

3. Р-фактор (ценовой коэффициент) определяется как отношение суммы реальной стоимости компенсационной продукции за отчетный период и реальной стоимости доли прибыльной продукции недропользователя за отчетный период к объему добычи нефти за отчетный период.

Ниже приводятся границы процентных значений, которые должны быть включены в СРП для определения доли недропользователя в прибыльной продукции:

Значение P-фактора (ценового коэффициента)	Процентное значение доли недропользователя в прибыльной продукции
менее или равно 12 долларам США за 1 баррель	от 70 до 90 процентов
более или равно 27 долларам США за 1 баррель	10 процентов

 

В случае если полученное значение P-фактора (ценового коэффициента) составляет более 12 долларов США и менее 27 долларов США за 1 баррель, то доля недропользователя в прибыльной продукции рассчитывается по формуле:

Доля недропользователя в прибыльной продукции = (А % - (А % - 10 %) / 15 * (X - 12) * 100 %), где

А - процентное значение доли недропользователя в прибыльной продукции, указанное в СРП, соответствующее значению P-фактора (ценового коэффициента), меньше или равно 12 долларам США за баррель;

X - фактически полученное значение P-фактора (ценового коэффициента) за  период реализации проекта.